Р Газпром 2-3.2-338-2009

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   241  242  243  244  245  246  ..

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО СОСТАВАМ И СВОЙСТВАМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА

ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОЙ

И НАРЫКСКО-ОСТАШКИНСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ КУЗБАССА


 

Р Газпром 2-3.2-338-2009


 

Издание официальное


 

 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Открытое акционерное общество «Газпром промгаз» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ


     

  5. СРОК ДЕЙСТВИЯ

Открытым акционерным обществом «Газпром промгаз»


 

Управлением инновационного развития Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»


 

членом Правления, начальником Департамента стратегичес. кого развития ОАО «Газпром» В.В. Русаковой

31 марта 2009 г.


 

3 года


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «Газпром промгаз», 2009

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины и определения 2

  4. Обозначения и сокращения 2

  5. Общие положения 3

  6. Плотность бурового раствора 4

  7. Показатель фильтрации бурового раствора 4

  8. Реологические свойства бурового раствора 5

  9. Буровой раствор для бурения интервала под направление и кондуктор 7

  10. Буровой раствор для бурения под эксплуатационную колонну 8

  11. Технология приготовления бурового раствора. Перевод растворов

    с одного интервала на другой 10

  12. Управление свойствами растворов во время бурения 11

    1. Рекомендации по разбавлению и химической обработке растворов

      для поддержания свойств 11

    2. Влияние растворов на последующие технологические операции 14

  13. Рекомендации по очистке бурового раствора от шлама 15

  14. Рекомендуемая комплектация блока приготовления и очистки бурового раствора 17

  15. Схема работы очистных устройств 18

Библиография 19


 

III

Введение

Настоящие «Рекомендации по выбору составов и свойств буровых растворов для буре. ния скважин по добычи метана из угольных пластов на Талдинской и Нарыкско.Осташкин. ской площадях в Кузбассе» (далее – Рекомендации) разработаны впервые.

В документе даны рекомендации по подбору рецептур и свойств буровых растворов при бурении скважин в горно.геологических условиях Южного Кузбасса для добычи метана из угольных пластов на основании договора с ОАО «Газпром» от 09.09.2008 г. № 0278.06.2

«Организация и проведение второго этапа экспериментальных работ по исследованию воз. можности добычи метана из угольных пластов на первоочередных площадях в Кузбассе».

Положения документа основаны на опытно.промысловых работах при строительстве экспериментальных скважин на кустах УМ.1 и УМ.5 Талдинской площади, проведенных в 2004–2007 гг. ОАО «Газпром промгаз» и лабораторных исследований ОАО «Азимут». При раз. работке методических рекомендаций учитывались требования ПБ 08.624.03.

Документ предназначен для специалистов буровых предприятий, занимающихся буре. нием скважин для добычи метана из угольных пластов.

Рекомендации разработаны в отделе проблем освоения метаноугольных месторожде. ний ОАО «Газпром промгаз»: заведующий отделом – к.г..м.н В.Т. Хрюкин, главный специа. лист – Л.Ю. Васильченко, инженер – А.Н. Васильев и др.


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image

РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО СОСТАВАМ И СВОЙСТВАМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ ТАЛДИНСКОЙ И НАРЫКСКО-ОСТАШКИНСКОЙ ПЛОЩАДЕЙ КУЗБАССА


 

image


 

Дата введения – 2010.02.01 Срок действия – 3 года


 

  1. Область применения


     

    Настоящий документ распространяется на технологии бурения скважин по добыче метана из угольных пластов в части промывки ствола скважин и технологии очистки бурово. го раствора и предназначен для специалистов буровых предприятий, занимающихся бурени. ем скважин для добычи метана из угольных пластов месторождений Южного Кузбасса.


     

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 5100.85 Кальцинированная сода

    ГОСТ 2263.79 Каустическая сода

    СТО Газпром РД 2.1.145.2005 Полимеры на основе эфиров целлюлозы для обработки буровых растворов. Технические требования

    СТО Газпром РД 2.1.149.2005 Глинопорошки для строительства скважин. Технические условия

    СТО Газпром 2.3.2.002.2005 Буровые растворы. Методика измерений плотности пик. нометром

    СТО Газпром 2.3.2.003.2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений фильтрации на приборе ВМ.6

    СТО Газпром 2.3.2.004.2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений условной вязкости на вискозиметре ВП.5

    СТО Газпром 2.3.2.005.2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений предельного статического напряжения сдвига на ротационном вискозиметре СНС.2


     

    image

    Издание официальное

    СТО Газпром 2.3.2.006.2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров (пластической вязкости и динамического напряжения сдвига) на ротационном вискозиметре ВСН.3

    СТО Газпром 2.3.2.009.2005 Буровые растворы. Методика выполнения измерений реологических параметров (пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, показателя нелинейности, показателя консистенции эффективной вязкости, предельного динамического напряжения сдвига) на ротационном вискозиметре марки FANN 35A фирмы Baroid (США)

    РД 08.200.98 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Госгор. технадзор России


     

  3. Термины и определения


     

    В настоящих рекомендациях применены термины с соответствующими определения. ми в соответствии РД 39.00147001.773.2004 [1].


     

  4. Обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях применяются следующие обозначения и сокращения: рН – водородный показатель;

    АВПД – аномально высокое пластовое давление; АЛС – акрилатный лигносульфонат;

    АНДП – аномально низкое пластовое давление; БПР – блок приготовления раствора;

    ВБР.2 – вискозиметр буровой;

    ВМ.6 – прибор для определения показателя водоотдачи; ВС – вибросито;

    ГКЖ – гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость; ДНС – динамическое напряжение сдвига;

    ИГ.45.М – марка илоотделителя; КМЦ – карбоксиметилцеллюлоза;

    КССБ – конденсированная сульфит.спиртовая барда;

    КТК.2 – прибор для определения коэффициента трения корки. ПАЦ.ВВ – полианионная целлюлоза высоковязкая;

    ПАЦ.СВ – полианионная целлюлоза средневязкая; ПГ.60/300 марка пескоотделителя;

    СВ1ЛМ – марка вибросита;

    СНС – прибор для определения статического напряжения сдвига; СНС.2 – статическое напряжение сдвига;

    УВ – условная вязкость;

    ФАНН – прибор для определения реологических свойств бурового раствора.


     

  5. Общие положения


     

    1. Выбор бурового раствора для бурения скважин в метаноугольных месторождениях определяется следующими условиями:

      • общие экологические требования. Буровые растворы, в т.ч. химические реагенты в пределах применяемых концентраций, не должны вызывать отрицательного воздействия на окружающую среду (почвы, поверхностные и подземные воды, растительный и животный мир, атмосферный воздух);

      • общие технологические требования. Создание условий для бурения всего ствола сква. жины без осложнений; минимальное повреждение продуктивных отложений за счет влияния состава и свойств промывочной жидкости на физико.химические параметры продуктивного пласта и пластовых флюидов; высокие технико.экономические показатели бурения;

      • планируемый способ заканчивания скважины и последующая дополнительная сти. муляция притока газа из продуктивного пласта. В скважинах планируется интенсификация притока методом гидроразрыва пласта, поэтому требования к составу раствора могут быть не столь критичными.

        1. Основные требования к буровым растворам сводятся к обеспечению оптимально. го регулирования фильтрационных свойств с целью недопущения значительного проникно. вения фильтрата в продуктивный угольный пласт и поддержаниия динамической фильтра. ции, достаточной для обеспечения высокой механической скорости бурения.

        2. В литолого.стратиграфическом строении разреза отсутствуют наиболее опасные отложения в отношении размокания, разбухания (глины), растворения, размывания (соли), поэтому в качестве промывочных жидкостей рекомендуется использовать диспергированные буровые растворы на водной основе, имеющие в своем составе:

      • бентонитовую глину в требуемом объеме для структурообразования;

      • полимер.стабилизатор для регулирования фильтрационных и реологических свойств раствора;

      • лигносульфонатные реагенты как разжижители для регулирования реологических свойств.

  6. Плотность бурового раствора


     

    Плотность – основной параметр, обеспечивающий гидростатическое давление столба бурового раствора, необходимое для компенсации пластового давления.

    1. При разбуривании пластов с нормальными давлениями, когда диапазон регулиро. вания перепада давлений достаточно велик, больших проблем в выборе плотности не возни. кает. В таких условиях обычно плотность раствора выбирается таким образом, чтобы создава. емое столбом жидкости давление на 10 %–15 % превышало пластовое давление [2, 3, 4].

    2. По всей длине скважин по добыче метана из угольных пластов на Талдинской и Нарыкско.Осташкинской площадях градиенты давления равны 1,0 МПа/100 м, т.е. повсюду по пласту – нормальное гидростатическое давление.

    3. По интервалам бурения предлагаются следующие значения плотностей буровых растворов:

      • бурение под направление – 1,08–1,12 г/ см3;

      • интервал – бурение под кондуктор – 1,08–1,12 г/ см3;

      • интервал – бурение под эксплуатационную колонну – 1,06–1,10 г/см3.

    4. По верхним пределам взято превышение на 12 % от пластового давления, чтобы сохранить устойчивость стенок скважины и предотвратить поглощение раствора, а по нижне. му пределу – чтобы не было проявлений воды, газа или нефти.

    5. При бурении под эксплуатационную колонну плотность надо стремиться держать по нижнему пределу – 1,06 г/см3, чтобы не было глубокого проникновения фильтрата и раствора в продуктивные угольные пласты, предназначенные для добычи метана.


       

  7. Показатель фильтрации бурового раствора


     

    1. В целях улучшения условий разрушения породы долотом следует стремиться к уве. личению показателя фильтрации раствора.

    2. При проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением, продук. тивных горизонтов величина показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется.

    3. По экономическим соображениям в верхних интервалах скважин (до 150 м) пока. затель фильтрации можно поддерживать на уровне 12 см3 за 30 минут. Этот интервал бурится быстро и обсаживается также в короткие сроки, поэтому породы не успеют «намокать» и веро. ятность обвалов не велика.

    4. В интервалах угленосных пластов, содержащих метан, необходимо держать фильт. рацию в пределах 4–6 см3/30 минут, чтобы вода не могла перекрыть каналы для притока газа в скважину.

    5. Рекомендуемые по интервалам показатели фильтрации:

      • бурение под направление – до 12 см3/30 мин;

      • бурение под кондуктор – до 12 см3/30 мин;

      • бурение под эксплуатационную колонну до 4–6 см3/30 мин.


         

  8. Реологические свойства бурового раствора


     

    К реологическим свойствам бурового раствора относятся пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, показатель консистенции эффективной вязкости, пре. дельные динамические напряжения сдвига.

    1. Реологические свойства бурового раствора должны обеспечить:

      • минимальные потери давления на всех участках движения раствора;

      • максимальную скорость проходки;

      • эффективный вынос шлама на поверхность;

      • снижение отрицательных и положительных импульсов давления при спуско.подъем. ных операциях, а также давления, необходимого для восстановления циркуляции;

      • отделение выбуренной породы и газа на поверхности;

      • снижение до минимума эрозии ствола скважины.

    2. Пластическая вязкость бурового раствора должна быть минимальной. С уменьше. нием пластической вязкости снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появля. ется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

      1. При бурении необходимо стремиться к удержанию минимально возможных зна. чений пластической и условной вязкости [5].

    1. Оптимальные уровни условной вязкости находятся в пределах 30–45 с для глини. стых растворов.

    2. Предельное динамическое напряжение сдвига (ДНС) необходимо сохранять на уровне, при котором обеспечивается достаточная несущая способность раствора.

      1. Предельное динамическое напряжение сдвига регулируется добавлением понизи. телей вязкости или их удалением из раствора при разбуривании глинистых сланцев, образую. щих коллоидные растворы, и добавлением бентонита при бурении в других породах.

      2. При расчетах динамического напряжения сдвига и пластической вязкости следу. ет учитывать, что оптимальное соотношение между динамическим напряжением сдвига и пластической вязкостью равно 4,5–5,0.

    1. Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность тиксотропной структуры, возникающей в покоящемся растворе, и интенсивность упрочнения во времени. СНС характеризует способность бурового раствора удерживать частицы породы в отсутствии циркуляции.

    2. СНС в неосложненных условиях бурения достаточно держать в пределах 15–40 дПа [6, 7], но при поглощениях раствора, например в высокопроницаемых песчаниках, целесооб. разно поддерживать более высокие значения СНС, вплоть до 200 дПа.

    3. Рекомендуемые реологические характеристики приведены в таблице 1, в таблице 2 приведены типы и технологические характеристики бурового раствора.


 

Таблица 1 – Реологические характеристики бурового раствора


 


 

Интервал бурения

Условная вязкость, с

Пластическая вязкость, мПа·с

Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа

Статическое

напряжение сдвига (СНС1/10), дПа

Бурение под направление

60–100

Не регламентируется

Не регламентируется

Не регламентируется

Бурение под кондуктор

40–50

Не регламентируется

Не регламентируется

Не регламентируется

Бурение под эксплуатационную колонну


 

30–40


 

15


 

40–60


 

20–40/50–100


 

Таблица 2 – Тип и технологические параметры бурового раствора


 


 

Интервал бурения

Плотность бурового раствора

Условная вязкость, с

Фильтрация, см3/30 мин


 

СНС,

дПа

Корка, мм


 

pH

Реологиче. ская харак. теристика раствора


 

Содержание ионов, мг/л


 

Содержание

1 мин

10 мин

, мПа·с


 

ДНС, дПа


 

Cl


 

Ca++


 

Mg++

углеводоро. дов, %

твердой фазы, об. %


 

песка, об. %

Полимерглинистый раствор

Бурение под кондуктор

1,08–

1,12

60–

100


 

<12,0


 


 


 

2

8,0–

9,0


 


 


 

<400


 

<200


 


 


 

7,0


 

2,0

Бурение под направление

1,08–

1,12

40–

50


 

<12,0


 


 


 

1–2

8,0–

9,0


 


 


 

<400


 

<100


 


 


 

7,0

1,0–

2,0

Малоглинистый раствор

Бурение под эксплуатацион ную колонну

1,06–

1,10

30–

40

4,0–

6,0

20–

40

50–

100


 

1

8,0–

9,0


 

<15

40–

60


 

<400


 

<100


 


 

4,0–

5,0


 

1,0

  1. Буровой раствор для бурения интервала под направление и кондуктор


     

    1. В интервале бурения ствола скважин под направление и кондуктор породы пред. ставлены рыхлыми, слабосцементированными неустойчивыми песками, гравием, галькой, супесью, суглинками, песчаниками, глинами и аргиллитами, алевролитами четвертичных и ордовикских отложений. Осложнения при прохождении данных неустойчивых отложений связаны с возможными осыпями и обвалами стенок скважины. Вероятны поглощения буро. вого раствора.

    2. Для предотвращения осложнений рекомендуется применять пресный глинистый раствор высокой вязкости (условная вязкость до 100 с), что достигается обработкой раствора полимерами Гивпан и высоковязкой КМЦ. Высокая вязкость нужна для улучшения очистки скважин от песка, гравия и предотвращения возможного оседания песка в емкостях.

    3. В качестве бурового раствора при бурении под направление и кондуктор предлага. ется использовать стандартный полимерглинистый раствор. Состав и рецептура бурового раствора для бурения интервалов 0–50 и 50–150м приведены в таблицах 3, 4.


       

      Таблица 3 – Состав бурового раствора для бурения интервала под кондуктор


       

      Наименование химреагента

      Назначение

      Расход, кг/м3

      Бентонит ПБМА

      ТУ 5751.002.58156178.02

      Образование коллоидной структуры

      бурового раствора

      60–70

      Кальцинированная сода

      ГОСТ 5100.85

      Удаление поливалентных ионов при

      приготовлении раствора и бурении

      1–5

      Каустическая сода

      ГОСТ 2263.79

      Регулятор рН раствора

      1–5

      Гивпан

      ТУ 2216.001.04698227. 99

      Загуститель и понизитель

      фильтрации

      2–3

      Лубриол

      ТУ 2458.001.74138808.06

      Смазочная добавка

      10

      Кальцинированная сода ГОСТ 5100.85

      Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана

      15


       

      Таблица 4 – Рецептура бурового раствора для бурения под направление


       

      Наименование химреагента

      Назначение

      Расход, кг/м3

      Бентонит ПБМА

      ТУ 5751.002.58156178.02

      Образование коллоидной структуры бурового раствора

      50

      Кальцинированная сода ГОСТ 5100.85

      Удаление поливалентных ионов при приготовлении раствора и бурении

      1–5

      Каустическая сода ГОСТ 2263.79

      Регулятор рН раствора

      1–5

      Гивпан

      ТУ 2216.001.04698227. 99

      Загуститель и понизитель фильтрации

      2–3

      Камцел ПАЦ.ВВ

      ТУ 2231.010.502.77563.03

      Загуститель и понизитель фильтрации

      1–3

      Окончание таблицы 4


       

      Наименование химреагента

      Назначение

      Расход, кг/м3

      Камцел ПАЦ.СВ

      ТУ 2231.010.502.77563.03

      Загуститель и понизитель фильтрации

      1–3

      Лубриол

      ТУ 2458.001.74138808.06

      Смазочная добавка

      10

      АЛС

      ТУ 2554.003.04698227.2003

      Понизитель вязкости и фильтрации

      2–3

      Пеногаситель ПЭС

      ТУ 2458.012.20672718.2001

      Пеногаситель

      1–2

      Кальцинированная сода ГОСТ 5100.85

      Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана

      15


       

    4. Бентонитовый глинопорошок служит для увеличения вязкости раствора и прида. ния ему тиксотропных свойств, формирования фильтрационной корки.

    5. Гивпан увеличивает выход бентонита и снижает водоотдачу.

    6. Высоковязкая (ВВ) и средневязкая (СВ) полианионная целлюлоза Камцел ПАЦ.ВВ и ПАЦ.СВ снижает водоотдачу и увеличивает вязкость растворов.

    7. Поскольку большинство реагентов эффективно работают в щелочной среде, для увеличения рН до 9–10 в буровой раствор следует добавлять каустическую соду.

    1. При необходимости снижения вязкости раствора одновременно со снижением его водоотдачи рекомендуется ввод лигносульфонатного реагента АЛС в количестве 2–3 кг/м3.

    2. Во время бурения и спуско.подъемных операций возможно поступление в сква. жину высокоминерализованных пластовых вод, содержащих поливалентные ионы (Са++, Mg++, Fe+++), что может привести к коагуляции раствора. Ионы Са++ в большом количестве попадают в буровой раствор при разбуривании цементных стаканов после цементирования обсадных колонн. Для связывания поливалентных ионов используется кальцинированная сода в концентрациях от 1 до 15 кг/м3.

    3. Для снижения коэффициента трения при бурении и спуске обсадных колонн, а также уменьшения вероятности дифференциальных прихватов бурильной колонны в буровой раствор предусматривается вводить смазочную добавку Лубриол.


 

  1. Буровой раствор для бурения под эксплуатационную колонну


     

    1. В интервале бурения под эксплуатационную колонну отложения пермской свиты включая верхние отделы грамотеинской и ленинской свиты представлены чередованием песчаников, алевролитов, угольных пластов. Данные породы не водочуствительны и не требу. ют ингибирования бурового раствора.

    2. Основные требования к буровому раствору для бурения под эксплуатационную колонну:

      • обеспечение эффективной очистки ствола скважины от шлама;

      • предупреждение возможных поглощений раствора и прихватов бурильной колонны в проницаемых пластах;

      • максимально возможное сохранение коллекторских свойств.

    3. Для выполнения данных требований предусматривается применение малоглини. стого полимерного раствора с плотностью 1,06–1,10 г/см3 и низким значением показателя фильтрации 4–6 см3/30 минут. Состав предлагаемого раствора приведены в таблице 5.


       

      Таблица 5 – Состав бурового раствора для бурения интервала под эксплуатационную колонну


       

      Наименование химреагента

      Назначение

      Расход, кг/м3

      Бентонит ПБМА

      ТУ 5751.002.58156178.02

      Образование коллоидной структуры бурового раствора

      20

      Кальцинированная сода ГОСТ 5100.85

      Удаление ионов Са++ при разбуривании цементного стакана

      1–5

      Каустическая сода ГОСТ 2263.79

      Регулятор рН раствора

      1–5

      Камцел ПАЦ.ВВ

      ТУ 2231.010.502.77563.03

      Загуститель и понизитель фильтрации

      2

      Камцел ПАЦ.СВ

      ТУ 2231.010.502.77563.03

      Загуститель и понизитель фильтрации

      2

      Лубриол

      ТУ 2458.001.74138808.06

      Смазочная добавка

      10

      АЛС ТУ 2554.003.04698227.2003

      Понизитель вязкости и фильтрации

      2 . 3

      Пеногаситель ПЭС

      ТУ 2458.012.20672718.2001

      Пеногаситель

      1


       

    4. В данном интервале содержание бентонита уменьшено до 20 кг/м3 и исключены обработки раствора полиакрилатным реагентом Гивпан с целью снижения негативного воз. действия на коллекторские свойства угольных пластов.

    5. Несколько повышенный расход каустической соды в интервале связан с необхо. димостью нейтрализации гуминовых кислот, которые могут выделяться из угольных пластов при воздействии на них фильтрата бурового раствора.

    6. Для снижения водоотдачи раствора и придания ему требуемых реологических характеристик увеличено содержание высоковязкой полианионной целлюлозы ПАЦ.ВВ до 3 кг/м3 и полианионной целлюлозы средней вязкости ПАЦ.СВ до 3 кг/м3.

    7. Камцел ПАЦ.ВВ предназначен для регулирования фильтрации раствора с одно. временным повышением вязкости. Выбор высоковязкой модификации обусловлен тем, что углистый шлам, обладая хорошей адсорбционной способностью, будет в большом количестве уносить молекулы полимера с собой из раствора. Из опыта ранее пробуренных скважин известно, что также, несмотря на работу всех четырех ступеней очистки, часто приходится разбавлять раствор водой с полимером для поддержания необходимой плотности. При этом трудно держать значение вязкости достаточно высокой, поэтому на этом интервале особенно помогает высоковязкая Камцел ПАЦ.ВВ.

    8. С целью снижения избыточно высоких реологических показателей раствора в его состав включен лигносульфонатный реагент АЛС.


       

  2. Технология приготовления бурового раствора.

    Перевод растворов с одного интервала на другой


     

    1. На первый интервал (бурение под направление) готовится 30–40 м3 бурового раствора. В основной резервуар БПР объемом 12 м3 заливается пресная вода, оставляя место для перемешивания.

    2. Залитую воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой из расчета 1–5 кг/м3 в зависимости от рН и содержания ионов Са++. Для полного распускания бентони. та идеальный уровень рН должен быть 8,5–9,5; содержание ионов Са++ не более 200 мг/л. Ввод обоих реагентов производить через загрузочную воронку гидроэжекторного смесителя за один прием.

    3. Далее в воду вводится глинопорошок из расчета 60 кг/м3 через гидроэжекторный сме. ситель. Полученная глинистая суспензия диспергируется по круговой схеме в течение четырех циклов циркуляции до получения плотности 1,045–1,05 г/см3, условной вязкости 25–30 с.

    4. Для доведения параметров раствора до проектных производится ввод Гивпана в один прием через блок БПР.

    5. При переходе с интервала бурения под направление на интервал бурения под кондук. тор требования к параметрам раствора практически не меняются. Весь оставшийся раствор после первого интервала используется во втором интервале после приведения параметров к норме.

    6. Вследствие попадания цементного раствора в емкостную систему содержание ионов Са++ может увеличиться до 200 мг/л и выше. В этом случае производится обработка кальцинированной содой из расчета до 15 кг/м3 раствора.

    7. Если оставшийся раствор густой и с высокой плотностью, более 1,10 г/см3, то добавляется вода с Камцел ПАЦ.СВ из расчета 1–3 кг/ми (или) Гивпан 2–3 кг/м3.

      При необходимости дальнейшего разжижения вводится АЛС до 10 кг/м3 по лабораторным данным и соответствующее количество ПЭС.1.

    8. Недостающий объем, который требуется для второго интервала, готовится в БПР.2. Емкость = 12 м3 заполняется технической водой, за минусом того объема воды, которая будет использована для растворения полимера. В емкости = 4 м3 готовится смесь следующего состава: ПАЦ.ВВ – 3 кг/м3, АЛС – 2 кг/м3, смазывающей добавки Лубриол – 10 л/м3 и пеногасителя ПЭС.1 – 1л/м3. В основном резервуаре = 12 м3 воду обрабатывают каустической и кальцинированной содой для понижения ее жесткости и вводят бентонит в расчете 50 кг/м3. После полного распускания бентонита в основной емкости вводят в него из малой емкости водный полимерный раствор, перемешивают его до однородного состояния и вводят по циклу в рабочий буровой раствор.

    9. После разбуривания цементного стакана после второго интервала буровой раствор обрабатывается кальцинированной содой для связывания ионов Са++. Количество соды вво. дится как и после первого интервала, в количестве 15 кг/м3.

    10. Весь раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, используется в интервале 150–950 м. Раствор разбавляется водным раствором полимера Камцел ПАЦ.ВВ или ПАЦ.СВ (в зависимости от вязкости бурового раствора) до плотности 1,04–1,06 г/см3. Все параметры доводятся до регламентируемых соответствующими обработками.

    11. Как и после второго интервала, недостающий объем раствора готовится в блоке приготовления раствора БПР.2. Разница в приготовлении только в количестве используемых реагентов. Количество используемых реагентов для третьего интервала следующее: каустиче. ская сода – 0,5 кг/м3, кальцинированная сода – 0,5 кг/м3, бентонит – 20 кг/м3, ПАЦ.ВВ – 5 кг/м3, АЛС – 5 кг/м3 , Лубриол – 10 л/м3, ПЭС.1 – 1 л/м3.


       

  3. Управление свойствами растворов во время бурения


     

    1. Рекомендации по разбавлению и химической обработке растворов для поддержания свойств

      1. При отклонении показателей свойств раствора от заданных значений для приня. тия решения о способе обработки раствора следует выяснить причины их изменения. Необхо. димо проанализировать предшествующие обработки, проверить наличие и характер скважин. ных проявлений, определить степень загрязнения раствора по его фазовому составу. При этом следует руководствоваться следующим:

        • часть выбуренного шлама, отделяемого на очистных устройствах, адсорбирует на своей поверхности органические полимеры и выносит их из системы, при этом ухудшаются показатель фильтрации и вязкостные свойства раствора;

        • при высоких скоростях проходки, несмотря на работу всех четырех ступеней очист. ки, когда бурятся глинистые формации, идет наработка коллоидной фазы раствора, что при. водит к сильному загущению раствора, увеличению его плотности. В таких случаях иногда останавливают бурение и проводят тонкую очистку раствора на илоотделителях и центрифу. гах до достижения требуемой плотности.

      2. Если нельзя останавливать бурение надолго, приходится разбавлять раствор водным раствором стабилизатора.полимера, в данном случае – ПАЦ.ВВ в концентрации 0,1 % – 0,2 %.

        Формула разбавления

        в Vв  зав Vр.ра  треб .(Vв  Vр.ра );


         

        image

         Vр.ра треб зав Vр.ра ,

        в  

        в треб

        (1)


         

        (2)


         

        где в – плотность водного 0,1–0,2 %.ного раствора ПАЦ.ВВ;

        Vв – объем водного раствора, к глинистому раствору;

        зав – завышенная плотность глинистого раствора;

        Vр.ра – объем глинистого раствора с завышенной плотностью;

        треб – требуемая по регламенту плотность глинистого раствора.

      3. После добавления водного раствора и доведения плотности до требуемой необходимо проверить все технологические параметры. Показатель фильтрации и вязкость при необходимости регулировать добавлением ПАЦ.ВВ и ПАЦ.СВ. Перед вводом полимеров проверять рН, который должен быть равным 8,5–9,5.

      4. Иногда разбавление с целью снижения плотности приводит к ухудшению реоло. гических свойств, снижается уровень СНС, ДНС и пластической вязкости ниже регламенти. руемых. Это происходит из.за снижения концентрации коллоидной глинистой фазы, являю. щейся структурообразующей основой раствора. В таких случаях рекомендуется готовить загу. щенную пульпу высококоллоидальной глины ПБМА 15–18 %.ной концентрации с неболь. шим количеством (0,1 %) полимера ПАЦ.ВВ и вводить медленно в буровой раствор по циклу. Количество вводимой пульпы предварительно определяется в лаборатории.

      5. В случае когда плотность раствора не доставляет проблем, а произошло загуще. ние раствора (высокое СНС и ДНС, высокая УВ) по причине поступления либо пластовых вод (коагуляционное загущение), либо избыточного диспергирования высококоллоидальных глин (концентрационное загущение), раствор обрабатывают разжижающим реагентом АЛС.

        1. Отбирается проба раствора из циркулирующего потока, и в лаборатории опыт. ным путем определяется количество АЛС, требуемое для доведения реологических показате.

          лей до регламентируемых значений. Реагент АЛС снижает статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига и условную вязкость. Его действующие концентрации находятся в пределах 0,2 %–1,0 % на объем раствора. Вследствие хорошей растворимости АЛС можно вводить в любом месте системы циркуляции в сухом виде.

      6. Для усиления псевдопластичных свойств раствора во время бурения приходится добавлять Гивпан. Ввод этого реагента, имеющего жидкую консистенцию и высокую щелоч. ность, необходимо производить тонкой струей в желобную систему или в рабочую емкость при интенсивном перемешивании.

      7. В каждом из трех интервалов необходимо контролировать уровень рН раствора. Все реагенты, заложенные в рецептуру раствора, эффективно «работают» при рН 8,5–9,5. При снижении этого показателя ниже 8,5 в буровой раствор вводится 5–10 кг/см3 каустической соды для подщелачивания. Повышенный расход NaOH требуется при бурении угольных отложений из.за подкисления бурового раствора продуктами растворения гуминовых кислот, содержащихся в большом количестве в составе каменного угля.

        1. Подщелачивание во время бурения удобно производить тоненькой струйкой диаметром 3–5 мм из 200.литровой бочки, заполненной концентрированным (20–30 %.ным) раствором NaOH, установленной над желобом, за один.два цикла. Могут применяться любые другие дозировочные устройства тонкой дозировки.

      8. При поступлении пластовых вод, содержащих двухвалентные ионы (чаще всего это Са++), а также при разбуривании цементных стаканов концентрация ионов Са++ может превысить допустимые 200 мг/л. Это приведет к сворачиванию молекул полимеров, коагуля. ции бентонитовой составляющей и ухудшению всех параметров бурового раствора. Для свя.

        зывания ионов Са++ раствор обрабатывается кальцинированной содой (Na2CO3) в количе.

        стве 10–15 кг/м3 в зависимости от концентрации ионов кальция. Концентрация ионов каль. ция и требуемое количество кальцинированной соды определяется титрованием фильтрата бурового раствора в лаборатории. Кальцинированную соду также надо предварительно растворить в воде и вводить медленно в циркуляционную систему за один.два цикла.

      9. Во время процесса бурения и особенно перед спуском обсадных колонн в раствор добавляется смазочная добавка Лубриол для уменьшения трения и липкости корки. Первую добавку Лубриола производят перед спуском направления в количестве 10 кг/м3, чтобы получить коэффициент трения корки не более 0,15 на КТК.2. Имеющийся объем буро. вого раствора порционно забирается в блок БПР.2, после ввода и перемешивания с Лубрио. лом по циклу закачивается в скважину.

      10. В процессе бурения следующего интервала введенная при спуске колонн сма. зочная добавка продолжает «работать». Однако необходимо производить посуточно кон. трольные замеры коэффициента липкости и, если требуется, повторить обработку на основе лабораторных данных. Перед спуском кондуктора и эксплуатационной колонны рекоменду. ется ввести также по 10 кг/м3Лубриола с тщательным перемешиванием в блоке БПР.

      11. Обработка пеногасителем ПЭС.1 производится при понижении плотности раствора при газопроявлении или вспенивании, при вводе реагентов АЛС и ФХЛС в пределах 1,0–10,0 кг/м3. Количество ПЭС.1 уточняется в каждом конкретном случае лабораторным анализом. ПЭС можно вводить так же, как NaOH, – через тонкие дозировочные устройства или через блок БПР.

    1. Влияние растворов на последующие технологические операции

      1. Свойства и параметры буровых растворов, приобретенные во время их пригото. вления и поддерживаемые во время бурения, влияют не только на сам процесс бурения, но и на последующие технологические операции, такие как:

        • спуск.подъем бурового инструмента;

        • проведение геофизических исследований;

        • процесс цементирования и качество цементирования;

        • процесс освоения и вызова притока.

          Слишком высокие вязкости и прочные структуры геля способствуют усилению отри. цательных и положительных импульсов давления при технологических операциях, не связан. ных с бурением, особенно при спусках.подъемах для смены долота, при спуске обсадных колонн, наращивании бурильной колонны, при запуске насосов после продолжительных остановок. Самые тяжелые случаи таких отклонений давления приводят к поглощениям раствора вследствие разрыва пластов или раскрытия трещин, когда давления превышают пластовые или гидроразрывные или, наоборот, получаются проявления и выбросы, если пла. стовые давления даже на короткое время становятся больше гидростатического в скважине.

      2. Во избежание таких осложнений во время указанных технологических операций необходимо строгое соблюдение установленных проектом значений условной вязкости, ста. тического напряжения сдвига, динамического напряжения сдвига, пластической вязкости.

      3. Особо строгие условия накладываются на плотность бурового раствора при про. ведении технологических работ с возможными колебаниями давления. Условием безопасной работы без проявления пластового флюида, а также без гидроразрыва пласта по плотности является

        Pпл  0 gh  Ргр.п ,

        (3)

        где Рпл – пластовое давление;

        0 – плотность бурового раствора;

        – рассматриваемая глубина;

        Ргр.п – давление гидроразрыва породы.

      4. Реологические свойства жидкости могут влиять на успешность и быстроту про. ведения геофизических исследований в скважине. Неполный вынос шлама и слишком высо. кие реологические показатели часто являются причиной «недохода» геофизических приборов до нужной глубины, когда приходится повторно спускать бурильные трубы в скважину для дополнительных промывок и исправлений параметров раствора.

      5. Для получения качественного сцепления цементного камня с породой необходи. мо удалять глинистые корки со стенок скважины, что достигается при промывке кольцевого пространства буферными растворами перед цементированием. При этом чем меньше толщи. на корки, тем больше вероятность ее смыва.

12.2.5.1 Наилучшей подготовкой к цементажу является бурение с кольматацией поро. вых каналов без образования поверхностной корки, а также при быстро затухающей фильтра. ции. Для этой цели лучше всего подходят малоглинистые полимерные буровые растворы, так как при их использовании вследствие малой концентрации твердой фазы более вероятно образование внутреннего кольматационного экрана в порах пласта, чем поверхностной тол. стой, рыхлой корки.

12.2.6 Для качественного вскрытия продуктивного пласта с максимальным сохранени. ем его коллекторских свойств используется малоглинистый раствор с малым содержанием твердой фазы, имеющий в своем составе высокоэффективные полимеры Камцел ПАЦ.ВВ и ПАЦ.СВ.


 

  1. Рекомендации по очистке бурового раствора от шлама


     

    1. Для обеспечения нормальных условий бурения необходимо поддерживать параме. тры промывочной жидкости в оптимальных пределах. Особенно важно с целью предотвраще. ния аварий и осложнений снижать до минимума содержание в промывочной жидкости шлама, образующегося при разрушении горных пород.

    2. При выборе оборудования для очистки раствора надо учитывать конкретные усло. вия. К оборудованию для очистки буровых растворов от шлама предъявляются определенные требования [7].

      1. Каждый аппарат (или ступень) должен пропускать количество раствора, превы. шающее максимальное количество циркулирующего бурового раствора.

      2. В циркуляционной системе аппараты для очистки должны работать в строгой последовательности: скважина – газовый сепаратор – блок грубой очистки от шлама (вибро. сита) – блок тонкой очистки от шлама (песко и илоотделители, сепаратор) – блок регулиро. вания содержания и состава твердой фазы в буровом растворе (гидроциклонный глиноотде. литель, центрифуга).

      3. Каждое устройство должно выполнять вполне определенную функцию и исполь. зоваться только по необходимости. Нагрузку по очистке на каждый аппарат следует планиро. вать исходя из предельных размеров удаляемых частиц шлама: для вибросита – 75 мкм, для пескоотделителя – 40 мкм, для илоотделителя – 25 мкм, для центрифуги – 5 мкм.

      4. Для очистки неутяжеленного раствора надо применять четырехступенчатую систему: вибросита (1.я ступень), пескоотделитель (2.я ступень), илоотделитель (3.я ступень) и центрифуга (4.я ступень).

    1. Вибросито. Технологические рекомендации по работе вибросита

      1. Отрегулировать распределители.перегородки желоба таким образом, чтобы раствор подавался равномерно по сетке. Равномерность распределения проверить по линии жидкости на второй (нижней) сетке, которая должна быть прямой и располагаться на расстоянии 250 мм от края сетки. Выпрямлять линию надо с помощью тех же распределителей.перегородок желоба.

      2. Не допускать потерь раствора, вызываемых повышением вязкости после каждой спускоподъемной операции. Для чего при установке сетки и регулировке шиберов или задвижки следует добиться максимальной пропускной способности вибросита и уже в про. цессе работы дополнительно регулировать его при помощи шиберов или задвижек.

      3. Если циркуляция приостанавливается больше чем на 15 мин, сетки вибросита необходимо очистить от бурового раствора и остатков шлама. Очистка ведется для утяжелен. ных растворов струей сжатого воздуха, для неутяжеленных – струей воды.

      4. Перед пуском потока бурового раствора на очистку необходимо включить вибро. сито и смочить сетку водой.

      5. При бурении скважин в глинистых отложениях (для растворов на водной осно. ве) промывка сеток обязательна. Расход воды при этом должен быть не более 1 % от подачи буровых насосов.

      6. Сетки для вибросита выбирают согласно их пропускной способности, отдельно для растворов на водной и нефтяной основе [8]. При этом пропускная способность виброси. та должна превышать подачу буровых насосов на 25 %. Нельзя допускать недогрузку виброси. та по объему подаваемого на очистку раствора более чем на 25 % его максимальной пропу. скной способности, так как это приводит к уменьшению срока службы сеток.

    1. Гидроциклонные установки

      1. Вторая и третья ступени очистки – пескоотделители ПГ60/300 и илоотделители ИГ.45.М или ИГ45/75. Эти гидроциклонные установки справляются со своей задачей по качеству очистки. Минимальный размер удаляемых на 90 % частиц (граничное зерно разделе. ния): пескоотделителей – 70–80 мкм, илоотделителей – 40–50 мкм. В целом гидроциклоны могут выделить до 30 % – 40 % выбуренной породы.

      2. Очистка промывочной жидкости в гидроциклоне представляет собой разделение частиц по плотности и крупности в водной среде под действием центробежных и гравитаци. онных сил.

      3. Обычно при бурении используются центрифуги с частотой вращения не более 2000–2200 об/мин, т.к. работа на более высоких скоростях резко увеличивает износ и снижа. ет срок службы. Регулирование производительности центрифуги осуществляется простым изменением подачи питающего насоса.


 

  1. Рекомендуемая комплектация блока приготовления и очистки бурового раствора

    1. Для лучшей очистки шлама производительность очистных установок должна пре. вышать производительность насосов.

    2. Согласно гидравлической программе поинтервальной промывки скважины про. изводительность насосов составляет:

      • в интервале под направление – 35–45 л/с;

      • в интервале под кондуктор – 30–40 л/с;

      • в интервале под эксплуатационную колонну – 16–27 л/с.

      14.3. Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора приведено в таблице 6.

      Таблица 6 – Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора


       

      Наименование оборудования


       

      Шифр


       

      Количество компл.

      Минимальный

      размер очищаемой фракции, мм

      Производитель. ность, л/с

      Вибросито

      ЛВС.1.02

      2

      > 0,2

      45

      Гидроциклон.

      пескоотделитель

      ПГ.60/300

      1

      > 0,07

      40–45

      Илоотделитель

      ИГ.45.М

      1

      > 0,05

      40–45

      Центрифуга

      ОГШ.350

      1

       

      4,16

      Дегазатор

      Каскад.40

      1

       

      45

      Блок

      приготовления буровых растворов


       

      БПР.2


       

      1

       


       

      4,16

  2. Схема работы очистных устройств


     

    1. Буровой раствор из скважины поступает на вибросита ЛВС.1.02, на которых про. исходит отделение основной массы выбуренной породы (шлама) от раствора.

    2. Шлам с вибросита сбрасывается в шламовый амбар, а буровой раствор через сетки вибросит стекает в приемную емкость, откуда центробежным насосом подается на пескоотде. литель ПГ.60/300. На пескоотделителе буровой раствор разделяется на пульпу с повышенным содержанием песка и на основную массу раствора, содержащего твердые частицы размером менее 74 мкм.

    3. Пульпа с пескоотделителя вновь подается на вибросито, где происходит разделе. ние пульпы на концентрат песка и жидкую часть раствора.

    4. Концентрат песка сбрасывается в шламовый амбар, а жидкая часть пульпы, прой. дя сетку вибросита, стекает в емкость для предварительной очистки раствора.

    5. Из емкости раствор с помощью центробежного насоса подается на илоотделители тонкой очистки, где буровой раствор разделяется на два потока: на пульпу и основную массу раствора. Пульпа стекает на сетку вибросита. Концентрат частиц размером 25 мкм сбрасывает. ся в шламовый амбар, а жидкая часть раствора стекает в емкость для предварительной очистки раствора. Основная масса раствора с илоотделителей с помощью центробежного насоса напра. вляется напрямую в активные емкости насосно.емкостного блока буровой установки (при отсутствии необходимости дальнейшей очистки раствора от твердой фазы) или в центрифугу (при необходимости дальнейшего снижения содержания твердой фазы в буровом растворе).

    6. Центрифуга включается в систему очистки с целью обеспечения полноты удале. ния выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также в целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а следо. вательно, с целью уменьшения объема отработанного бурового раствора.

    7. Все емкости для бурового раствора должны быть обвязаны между собой с таким рас. четом, чтобы буровой раствор можно было брать для подачи на центрифугу из любой емкости.

    8. В циркуляционной системе постоянно задействована только одна емкость, так называемая активная, остальные используются для приготовления и хранения бурового раствора, необходимого для пополнения объема в процессе углубления скважины.

    9. Для очистки на центрифуге без химического усиления буровой раствор осевым насосом подается на центрифугу и, после очистки по трубопроводу, самотеком стекает обратно в емкость. После очистки на центрифуге плотность бурового раствора снижается на 0,04– 0,06 г/см3. Кек из.под центрифуг имеет плотность 1,55–1,75 г/см3 и влажность около 40 %.

    10. Шлам с вибросит и кек из.под центрифуги попадают в шламовый амбар для последующего захоронения.

Библиография


 

[1] Руководящий документ

РД 39.00147001.773.2204

Методика контроля параметров буровых растворов


 

[2] Технология бурения нефтяных и газовых скважин / Под ред. А.И. Спивака. – М.: Недра, 2004. – 507 с.


 

[3] Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: Летопись, 2005. – 664 с.


 

[4] Булатов А.И., Пеньков Н.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. – М.: Недра, 1984. – 316 с.


 

[5] Булатов А.И., Аветисов А.Т. Справочник инженера по бурению. – М.: Недра, 1984. – Т.1. – 413 с.


 

[6] Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). – М.: Недра, 1985. – 509 с.


 

[7] Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г., Валеева Н.А. Вскрытие продуктивных пластов с использованием полимерсолевых растворов с регулируемой кольматацией // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 3. – С. 20–23


 

[8] Мищенко В.И., Добик А.А. Отечественное оборудование циркуляционных систем для безамбарного бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин // Бурение и нефть. – 2003. – № 11. – С. 38–41


 

image


 

ОКС 75.020

Ключевые слова: рекомендации, состав и свойства буровых растворов, бурение сква. жин, добыча метана из угольных пластов


 

image

image

image

image

2-3.2-338-2009.qxp 03.12.2009 15:01 Page 22


 


 

image image


 

image image


 

Корректура И.А. Шишковой

Компьютерная верстка Н.О. Поляковой


 

image

Подписано в печать 09.11.2009 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 68 экз. Уч.-изд. л. 2,4. Заказ 983.


 

image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


 

Отпечатано в ООО «Полиграфия Дизайн»